文摘

Shenhu地区天然气水合物主要是托管在粘土质粉砂沉积,具有相对较高的束缚流体饱和度和气体入口压力。之后,他们会影响天然气生产从hydrate-bearing粘土质粉砂沉积,由数值模拟评价SH2 Shenhu地区网站。结果表明,束缚水饱和度的增加和不可约气体饱和,生产和天然气生产的水量明显减少。在束缚水饱和度增加从0.10到0.50,累计CH₄从1668799米产量下降³1536262米³,累积水产量降至620304米³到564797米³,分别。当不可约气体饱和度增加从0.01到0.05,累计CH₄产量降至1812522米³1622121米³,累积水产量降至672088米³到600617米³,分别。此外,毛细管压力与气体入口压力增加明显增加,但对天然气产量的影响很小,对水生产的影响可以忽略不计。总之,束缚水和天然气饱和天然气产量有重要影响从天然气水合物,而气体入口压力的影响可以忽略。

1。介绍

天然气水合物(已)是一个像冰一样的晶体化合物由水分子和天然气分子,如甲烷,乙烷,丙烷,在高压和低温(1]。已被认为是未来潜在的清洁能源之一,广泛分布在海洋沉积物和冻土地区(2,3]。它吸引了来自世界各地的研究人员越来越多的关注。据初步估计,能源托管的总量已水库是传统的石油和天然气资源的两倍(4]。然而,由于松散的特点和透水覆盖层,海底水合物分解可能会引起地质灾害和气候变化5- - - - - -7]。

不同于生产的石油和天然气资源,天然气水合物应该分解为气体和水,这是一种相变吸热。主要有4种水合物生产方法,包括减压、热刺激,有限公司₂ch₄更换,和抑制剂注入(8- - - - - -10]。此外,中国科学家提出了一种新的生产方法称为固体流化,通过机械破碎流化传输天然气水合物成gas-liquid-solid多相管道(11]。其中,减压方法成功地应用于在日本和中国进行海上天然气水合物生产测试。2013年,日本的第一个海洋水合物生产持续了六天,和气体总量达到了 米³(12]。2017年,两个生产井钻在日本第二近海海洋水合物生产测试;第一个生产井的天然气生产 米³在12天的天然气总产量第二生产井 米³24天(13]。2017年7月9日,中国成功完成首次海上水合物生产测试Shenhu地区,南海北部,是世界上第一次从粘土质粉砂生产天然气已储层(14]。天然气生产的总量 米³在60天13,14]。2017年5月,中国成功地生产了81米³的固体流化气体在南海北部[11]。于2020年2月17日至3月30日,中国第二海上水合物生产测试总天然气生产 米³通过使用一个水平生产井,平均每日天然气生产 米³(15]。虽然这四个离岸甲烷水合物生产已经取得了很大的进步,还远未被商业化和经济。

2007年中国进行三水合物钻探探险(GMGS-1、广州海洋地质调查局),2015 (GMGS-3)和2016年(GMGS-4) Shenhu区域,和天然气水合物样品成功获得在这三个探险(16]。在GMGS-1,天然气水合物被发现在网站SH2 SH3, SH7 [17,18),这个区域是典型的类2水合物储层,具有移动水区域hydrate-bearing层(HBL)。核心样本分析的基础上,地球物理和地球化学,一系列的重要数据,如水合物饱和度、孔隙度的沉积物,储层温度、压力,。通过减压实验在网站SH2估算天然气水合物饱和度,得出最大水合物饱和度可能达到0.4819]。hydrate-bearing沉积物的粒径组成在网站SH2砂浆(0.04 - -0.063毫米)占73.94%,粘土(< 0.04毫米)占24.68%,砂(> 0.063毫米)占1.4%,这意味着天然气水合物驻留在粘土质粉砂沉积物(20.]。和x射线衍射模式的结果表明,水合物层中的粘土矿物主要是蒙脱石(伊利石/蒙脱石混层)、伊利石、绿泥石和高岭石21]。粒径小,粘粒含量高的特点将导致天然气生产过程中的多相流更复杂,这主要包括三个方面。首先是增加束缚水饱和度。水将被吸附在表面的沉积物颗粒由于其亲水性(22),和一些束缚水是由毛细现象;此外,粘土将吸收大量的水由于强烈的亲水性23]。第二个是不可约增加气体饱和度。之前的关于页岩气的研究表明,气体吸附能力可能受到粘土矿物成分(24,25]。粘土对甲烷的吸附能力增加的顺序伊利石<绿泥石<高岭石<伊利石/蒙脱石混层≪蒙脱石(25),这意味着粘土矿物成分会导致不同的甲烷吸附能力不同hydrate-bearing粘土质粉砂沉积。此外,吸收气体与含水饱和度的增加将减少(26,27]。第三是增加气体入口压力。气体入口压力取决于半径最大的相互联系的通路通过沉积物矩阵,水润湿性的沉积物,和流体相之间的界面张力,所以小粒径和粘土含量高会增加气体入口压力(28]。这些变化导致的粒径小,粘粒含量高可以改变气体和水相对渗透率和毛细管压力,这将进一步影响天然气生产从子。

基于获得的数据从水合物钻探在南中国海的考察,进行了数值模拟。苏et al。29日]研究了天然气产量的行为已储层在垂直网站SH3减压方法,并发现天然气产量不能达到工业生产根据相关标准和绝对的标准。李等人。30.)使用单个水平井在中间HBL产生气体的水库已在网站SH7和发现天然气产量可能达到 米³/ d时,水平井长度是1000米30.]。金等。31日]研究了增强热水注入已储层的天然气生产网站上SH2,发现天然气生产用热水温度和注射压力增加。太阳et al。32]研究了国内外关于天然气水合物的地质响应在不同条件下储层天然气生产过程中包括水合物饱和度异质性、水合物地层渗透率和天然气地层渗透率,发现最大的海底沉降仅为0.14米。Konno et al。12)模拟日本第一海洋水合物生产通过数值模拟。仿真结果表明,天然气产量逐渐增加,分解区域的扩张,和水合物地层渗透率的增加气体的比例增加到水。杨et al。33]研究天然气生产的减压结合温水洪水,和结果表明,该方法效率高的特点,低成本,高安全。阮et al。34]调查原始水合物饱和度等因素的影响,降低渗透率指数绝对/相对渗透率、孔隙度和内在水合物生产,作者也指出的重要性相对渗透率模型和磁导率衰减指数数值模拟。马等。35]发现水渗透率的增加减少指数从2.5到4.5可以使天然气总产量减少 来 。

虽然有许多文章研究各种因素对天然气水合物生产的影响,通过数值模拟,研究了水文地质参数的影响,如束缚水饱和度、束缚气体饱和,气体入口压力对天然气水合物生产。本研究的主要目的是评估的影响不同的束缚流体饱和度和气体入口压力气体和水生产、天然气和水的相对渗透率和毛细管压力。

2。仿真模型

2.1。模型参数

在这项研究中,艰难+水合物被用来进行数值模拟。这个软件可以模型非等温气体释放,阶段的行为,在复杂地质和流体流动和热媒体(36]。国内外关于天然气水合物模拟储层的示意图和设计网站SH2在这项研究显示在图1。已水库现场SH2可分为三层,包括透水覆盖层、子,和潜在透水层。子被认为是40米的厚度,及其内在的渗透率 ,孔隙度,平均水合物饱和度设置10个医学博士(19)、38%和0.4036,37),分别。透水覆盖层的厚度和透水底层层都设置为30米,可满足热量和质量交换的过程中从水库已10年的天然气生产。覆一层一层和底层的其他物理特性,孔隙度和渗透率等一样的子(19,29日,36]。生产井在这个圆柱的中心水合物储层半径为0.1米,一个特殊的无边界,称为诺伊曼边界,应用 (37]。上下边界被认为是恒定的温度和压力边界条件,这些边界渗透。这个数值模拟中使用的水合物甲烷水合物。孔隙水的盐度是3.05%32]。其他属性和条件的数值模型用于这项研究表中列出1。

如图1,没有围不透水覆盖层,大量不良的水会流入生产井,从而减少天然气生产和减压的效果。同时,缺乏一个封闭不透水覆盖层将导致通过覆盖层气体泄漏到海洋中。为了防止气体泄漏到海洋中,不良的水生产、穿孔时间间隔不完全通过整个子(29日,38]。在这项研究中,射孔段的总长度 米,位于中间的子(35]。先前的研究已经证明,减压是最有效和经济的方法水合物生产(39- - - - - -41),所以减压的方法是用于这项研究。生产井的3 MPa的压力恒定,即甲烷气体水合物的四倍以上。这种压力会加速水合物的分解,避免冰的形成(42,43]。整个生产持续3650天。

束缚水饱和度的值 ,不可约气体饱和 ,和天然气入口压力将会改变粒子的大小、粘土含量和水合物饱和度。然而,相关数据的变化规律与地质参数不是先前的研究通过实验中给出。因此,在这项研究中,这些参数是假定为固定值来研究这些参数对水合物生产的影响。这个模拟中使用的相对渗透率模型如下(44]: 在哪里 , ,和是水相对渗透率、气相对渗透率和水合物相对渗透率,分别和分别是含水饱和度和天然气饱和。水合物存在的固体毛孔,所以它的相对磁导率为0。

毛细管压力函数使用如下(45]: 在哪里毛细管压力,是按比例缩小的饱和度,是最大的毛细管压力。

在这两个模型, , ,和是关键参数会影响影响流体的多相流相对渗透率和毛细管压力。在不同的情况下 , 设置为0.10,0.30和0.50,分别在吗和分别为0.05和0.1 MPa,;在不同的情况下 , 设置为0.01,0.03和0.05,分别在吗和分别将0.30和0.1 MPa。在不同的情况下P₀,P₀设置为0.01,0.10和0.50 MPa,分别在吗和分别设置为0.30和0.05。本文中的参数如表所示2。

2.2。初始和边界条件

初始压力和温度的底部HBL假定14.97°C和14.87 MPa,分别,这也被其他文件(37]。子上的覆盖层渗透,地层的孔隙水与海水交换,这意味着可以确定孔隙水压力静水压力公式。所以,下面的公式是用来计算的初始孔隙压力整体模型: 在哪里MPa的静水孔隙水压力,_B子的底部压力,和它的值是14.87 MPa,然后呢重力加速度。是米的距离从子的底部,它是负子和积极的下面HBL之上。平均孔隙水密度,假定为1035公斤/米³(30.]。温度梯度设置为4.695°C / 100 m。根据静水压力公式和温度梯度,温度和压力的上、下边界可以计算初始化整个模拟域的温度和压力的自动平衡功能的软件。

3所示。结果和讨论

3.1。储层物理性质的空间分布

图2显示了压力分布随时间的演变在整个水库的情况 , ,和 MPa下生产3 MPa的压力。它可以看到从图2压力分布具有以下特点:(1)在第十天的生产,生产井附近的水流入生产井压力梯度下,和降压的效果只有在10米;如图2(a),由于大范围的低压区低于12 MPa在初始阶段,大量的水合物分解,因此天然气生产在这个阶段的速率高;(2)有一个明显的周围生产井的压降,和减压范围的增加;然而,由于低渗透的HBL,最大范围的压降在30米;(3)从图,可以看到下面的低压区12 MPa的影响范围10 - 365 d之间的增加,这是由于逐步提取储层的流体导致低压区域的扩张;但365 d后,越来越多的水覆盖层和底层进入生产井,导致水产量的增加以及对减压有负面影响,因此低压区域的范围减少。

分解水合物带的位置可以通过水合物饱和度分布进行分析。以下的结论可以得出从图3:(1)生产3650天期间,水合物分解的主要范围区域仅限于20米;水合物的存在降低了低渗透粘性缝沉积物的有效渗透率,影响的范围的减压并增加了时间分解气体流向生产井;(2)水合物的分解也伴随着二水合物的形成;这种现象主要是由于这一事实所产生的气体水合物分解进入undecomposed区域通过扩散或对流,从而导致水合物改革现象;(3)在初始阶段,水合物分解区主要集中在生产井;(4)在365年^th天,水合物分解发生在上下部分的子,和下部HBL分解迅速,这主要是由底层和覆层的高温流体流入生产井,和基本层的温度高于上覆岩层层(30.]。

图4显示了气体饱和度分布的演变在10^th天,365^th天,1825^th天,3650^th一天的情况 , ,和 。以下特点可以从图得出的结论4:(1)在整个生产过程中气体饱和的生产几乎低于0.2,与生产和气体饱和度逐渐降低;(2)早期阶段的生产、天然气主要分布在生产井;但是,当水从底层和覆层流入生产井,天然气主要分布在低分解优势;(3)它可以看到从图4(一)和图4(b)的气体比水合物分解面积大,这从另一方面也证实了二水合物的形成原因。

图5显示了含水饱和度分布的演变在10^th天,365^th天,1825^th天,3650^th一天的情况 , ,和 。它可以看到从图的局部放大图5(一)与生产井的距离的增加,在该地区附近的产量降低,然后增加。水饱和度较低的区域的形成是由于水合物分解产生的气体的膨胀压力的作用下减少,因而取代了毛孔的水。如图5(b),水从上覆岩层层和底层开始入侵水合物分解周围生产井。因为毛孔的水的温度高于底层层覆盖层中的水,水合物分解的下部HBL比上部的快。如数据所示5(c)和5(d),从水合物储层天然气生产的发展,水入侵的现象变得越来越明显。

3.2。束缚水饱和度的影响

束缚水饱和度是描述储层的基本参数之一,也确定储层的关键因素计算和流体类型识别。粘土含量高和小粒度可能增加 。因此,在这三个案例是假定为0.10,0.30,和0.50,分别评估的影响在天然气生产已水库。在这些情况下,被假定为0.05,的值被假定为0.1 MPa。

图6显示了相对渗透率的变化的气体和水(和 )用在不同的情况下有不同的含水饱和度 。根据数量共存的活动阶段在流动过程中,它可分为气体单相流区域(A1, A2, A3),气液两相流区(B1, B2, B3), (C)和水单相流区域。当水饱和度小于 ,水吸附表面的沉积物颗粒或困在孔喉,所以它不能流动。当含水饱和度大于 ,水开始流动。随着含水饱和度的增加,水相对渗透率逐渐增加。随着含水饱和度的增加将占据的孔隙空间,气体饱和度将减少,因此气相对渗透率降低。增加的 ,气体单相流的区域变得更大的和两相流区域减少。这是因为当含水饱和度低,所有的水是由沉积物吸附粒子或被小孔或喉咙,从而成为束缚水。与此同时,增加可能会增加固定水的比例,从而减少水的相对渗透率。气体和水的相对渗透率曲线变得陡峭的增加 ,主要是因为束缚水吸附在粘土颗粒的有效孔径小。

如图7下降,含水饱和度和增加气体饱和,毛细管压力逐渐增加。当含水饱和度下降在一定程度上,毛细管压力达到最大值,其最大值保持不变随着含水饱和度继续减少 。束缚水占据的孔隙空间,使可动水占据的孔隙减少和增加的斜率毛细管压力。hydrate-bearing沉积物的粒径,粘土含量(特别是蒙脱石含量),颗粒级配,并整合程度的沉积物可以改变束缚水含量,从而影响毛细管压力的变化。

图8比较总气体产率和总天然气生产在三种不同的情况下有不同的 。它可以清楚地看到从图8那的增加明显下降 。在3650年底天的生产、天然气总产量的三种不同情况下是1668799、1622121和1536262米³,分别。当从0.50下降到0.10,总天然气产量增加8.63%。它可以很容易地绘制整个生产可分为三个阶段的差异之间的不同用例。在初始阶段,的差异之间的不同情况下是非常小的,然后在第二阶段,差异之间的不同逐渐增加。然而,在生产的最后阶段,差异之间的不同年代_irW情况逐渐减少。在初始阶段,水合物分解产生的气体可能更容易流入生产井生产井附近,这意味着天然气产量的影响较小 。随着生产的发展,气体需要迁移到更远的距离达到生产好,所以气相对渗透率的影响从水合物储层天然气产量增加。和气体相对渗透率随的增加而减小 ,导致产气量的减少在第二阶段。在最后阶段,压力梯度下降减缓了水合物的分解速率,导致气体饱和度低。可以看到从图6,当气体饱和度低,气相对渗透率之间的差异变得越来越小,因此天然气产量的差异率在不同情况下的天然气水合物储层变得越来越小。

它可以看到从图9的范围,减少压力逐渐增加,更多的水流入生产井,所以水产量逐渐增加。早期的天然气水合物储层的水产量的增加速度更快,然后增加速度逐渐减慢。如图9,增加将导致减少 。在3650年底天的生产,总水三种不同的生产情况下是620304、600617和564797³,分别。从0.50到0.10时,束缚水饱和度降低,水产量增加了9.83%。一方面,水流入生产井降低由于减少动孔隙水比例,另一方面,水相对渗透率降低的增加造成的 。

图10显示了比较气相对渗透率 ,水相对渗透率 ,和毛细管压力分布在不同的情况下有不同的在3650^th的一天。见图10,所有的形状 , 和分布就像一个尾巴,与气体分布在图一致4(d),也可以看到数据10(一)-10(c)的差异分布在不同例非常小,这可能是小的差异的主要原因之间的不同情况下生产的最后阶段。也可以推断减少,增加第二阶段的生产图8。附近的比其他地方高,这主要是由于这样的事实,更多的气体积累穿孔附近部分降压的影响下。粘土质粉砂沉积降低了低渗透的降压效果和水合物储层流体流速,导致水合物分解率低,气体饱和度低。如图6,低气体饱和度可以减少 。因此,在图10非常小,其值主要分布在0到0.0002之间,和低吗天然气产量率低的根本原因是后期的生产。也可以看到数据10(d)10(f),下降显著增加 ,结果的衰落增加的在图9。的增加导致可动水的减少,所以大大减少。附近的比其他地方低,这主要是赋予更多的气体和更少的水积累穿孔附近的部分。此外,主要分布在0.45和0.95之间,超过多少 。越高导致水的增加生产和降低生产效率。值得注意的是, ,在数据10(g) -10(我),增加适度的增长 。这可能是由于增加的事实减少了有效孔隙度和流体流动路径,缩小导致的增加 。

3.3。不可约气体饱和度的影响

由于粘土含量高的特点,小粒径更小孔隙的喉咙,粘土质粉砂沉积物可能包含更多的不可约气体。研究的增加的影响在天然气水合物储层,的值在三种情况下假定为0.01,0.03和0.05。在这些情况下,被假定为0.30,的值被假定为0.1 MPa。

在本文中使用的水相对渗透率方程的变化没有对水的相对渗透率的影响。如图11,因为水合物分解产生的气体是被困在水库,可能不是一个可动流体的一部分,增加将减少气相对渗透率。当水的饱和多孔介质大于0.6,天然气的相对渗透率低于0.13。

如图12时的值等于0.01,0.03和0.05,减少从1238³/ d, 1109米³/ d和995米³1 / d^圣一天330³/ d, 324米³/ d和319米³3650 / d^th天,分别。当从0.05降低到0.01,在3650天内天然气总产量增加从1622121米³1812522米³,增加了约11.74%。的增加导致天然气产量的减少,这是由于增加的事实导致更多的自由气体水合物分解产生的保留在水合物储层。此外,随着生产的发展,天然气产量的差异率不同逐渐减少。这种现象有两个原因。一是扩张的压力范围,减少储层内的压力梯度减小,导致气体流速减慢。第二,水合物分解的面前变得越来越小的压降随着水合物分解前逐渐远离生产好,所以分解驱动力较小。此外,这将导致天然气水合物储层饱和度,减少,减少的差异之间的不同如图11。

图13显示了一个明确的对比三种不同的情况下有不同的在和 。如图,水生产也有重大的影响。当从0.05下降到0.01,水总产量在3650天内增加从600617³到672088米³,增加了约11.90%。的增加导致显著降低 ,这是由于更多的天然气占hydrate-bearing沉积物的孔隙,从而减少储层的有效孔隙度和渗透率。

图14显示的进化 , ,和分布在不同情况在3650年^th的一天。的图14显示,3650 (1)^th天,的区别之间的三种不同情况下非常小,导致天然气产量的差异非常小的后期生产,这是由于低气体饱和使较小的差异 ;(2)增加减少了 ,这是由于增加的吗年代_{伊斯兰革命卫队}增加气体饱和度沉积物的孔隙,从而减少水饱和度和 ;(3)的增加使毛细管压力显著增加,这是因为不可约气体占孔隙空间,从而使孔喉小,毛细管压力增加。

3.4。气体入口压力的影响

图15显示了毛细管压力和水或气体饱和度之间的关系在不同的气体入口压力( )用例。气体入口压力代表气体的压力开始进入多孔介质,这对应于毛细管压力最大的喉咙。增加的 ,最大范围的毛细管压力增加,在同一含水饱和度和毛细管压力增加。气体入口压力为0.5 MPa时,毛细管压力迅速增加到最大值与含水饱和度的增加,这意味着孔喉直径更小。当气体入口压力0.01 MPa和0.1 MPa,毛细管压力上升缓慢,然后迅速1 MPa,缓慢上升的阶段代表更大的孔喉直径。

图16比较和在三种不同的情况下有不同的气体入口压力 。它可以看到从图的增加可以稍微增加天然气产量。当从0.01 MPa提高到0.1 MPa,天然气产量在3650天内只减少了0.46%,可以忽略;当气体入口压力从0.1 MPa提高到0.5 MPa,天然气产量在3650天只减少了2.36%。水合物分解产生的气体会占据的原始空间水合物优先。然后,下的气体将扩大减压的效果。当气体压力超过水压力的总和在孔喉和毛细管压力,将推动水的毛细管流动。摘要气体膨胀效应是明显的由于水合物储层降压幅度大,这很容易克服流动阻力造成的毛管压力。同时,气体入口压力对气体没有影响相对渗透率和储层渗透率。因此,气体入口压力对天然气产量没有明显的影响。图17显示了水总产量的进化速率和总水生产在三种不同的情况下有不同的气体入口压力 。气体入口压力对水的生产没有影响,这是因为气体入口压力对水相对渗透率的影响不大。

数据18和19气相对渗透率的演化 ,水相对渗透率 ,和毛细管压力分布在不同情况在3650年^th的一天。它可以清楚地看到这一点减少气相对渗透率在3650年^th的一天。然而,的变化不会改变流体的有效空间束缚水或气体饱和,所以它对天然气产量的影响不大。与此同时,如图18(d) -18(f),没有水的相对渗透率的影响3650^th天,这是最主要的原因,气体入口压力对水的生产没有影响。然而,气体入口压力的增加将大大增加hydrate-bearing沉积物的毛细管压力,导致天然气生产的数量略有下降。

4所示。结论

束缚水饱和度的影响等水文地质参数,不可约气体饱和,气体入口压力对天然气水合物生产进行了研究。可以得出的主要结论如下。(1)从0.10到0.50时,束缚水饱和度降低,从1668799米累计天然气产量减少³1536262米³,水总产量从620304下降³到564797米³,分别。束缚水饱和度的增加可以占据孔隙空间,这将减少气体和水的相对渗透率。同时,它将使有效孔喉直径小,增加毛细管压力,这将减少天然气生产和水生产(2)当从0.05降低到0.01,在3650天内天然气总产量增加从1622121米³1812522米³,增加了约11.74%。当从0.05下降到0.01,水总产量在3650天内增加从600617³到672088米³,增加了约11.90%。当不可约气体饱和度的增加,大量的气体会被困在毛孔中,和不可约气体饱和度的增加也将影响气体的相对渗透率,所以天然气产量将减少不可约的增加气体饱和。不可约气体饱和度的增加将减少有效孔隙空间和储层的有效渗透率,所以水产量将减少(3)气体入口压力的变化有轻微影响天然气生产和水生产没有影响。增加气体入口压力没有影响水的相对渗透率和天然气,那么它对水和天然气产量的影响不明显。然而,气体入口的压力将会改变储层毛细管压力分布,对天然气生产有轻微影响

数据可用性

使用的数据来支持本研究的结果包括在本文中。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

本研究支持了中国国家自然科学基金(批准号51991364,批准号41902321,批准号51890914,和批准号41872185)。